石油勘探与开发 >

2024 , Vol. 51 >Issue 2: 389 - 398

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230513

石油工程

深部煤层气水平井大规模极限体积压裂技术——以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例

  • 杨帆 , 1 ,
  • 李斌 1 ,
  • 王昆剑 1 ,
  • 文恒 2 ,
  • 杨睿月 , 3 ,
  • 黄中伟 3
展开
  • 1 中联煤层气有限责任公司，北京 100015
  • 2 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028
  • 3 中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249
杨睿月（1989-），女，内蒙古四子王旗人，博士，中国石油大学（北京）副教授，主要从事新型射流煤层气完井增产理论与技术研究工作。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京），邮政编码：102249。E-mail:

杨帆（1987-），女，内蒙古包头人，硕士，中联煤层气有限责任公司工程师，主要从事非常规油气储层压裂技术研究。地址：北京市朝阳区酒仙桥路乙21号，中联煤层气有限责任公司钻完井中心，邮政编码：100015。E-mail：

Copy editor: 刘恋

收稿日期: 2023-09-19

  修回日期: 2024-02-24

  网络出版日期: 2024-04-03

基金资助

国家自然科学基金面上项目(52274014)

中国海洋石油集团有限公司综合科研课题(KJZH-2023-2303)

收起

Extreme massive hydraulic fracturing in deep coalbed methane horizontal wells: A case study of the Linxing Block, eastern Ordos Basin, NW China

  • YANG Fan , 1 ,
  • LI Bin 1 ,
  • WANG Kunjian 1 ,
  • WEN Heng 2 ,
  • YANG Ruiyue , 3 ,
  • HUANG Zhongwei 3
Expand
  • 1 China United Coalbed Methane Corporation Ltd., Beijing 100015, China
  • 2 CNOOC Research Institute Ltd., Beijing 100028, China
  • 3 National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China

Received date: 2023-09-19

  Revised date: 2024-02-24

  Online published: 2024-04-03

Fold

摘要

针对深煤层渗透性差、弹性模量较低、泊松比较高、塑性强、破裂压力高、裂缝扩展难度大、加砂困难等特点，提出缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化的压裂设计理念，形成以高排量大规模注入、高强度加砂、等孔径限流射孔、暂堵转向、一体化可变黏滑溜水、多粒径组合支撑剂为核心的深煤层水平井大规模极限体积压裂技术。将该技术应用于鄂尔多斯盆地东缘临兴区块首口深煤层多级压裂水平井先导性试验，施工排量18 m3/min、加砂强度2.1 m3/m、用液强度16.5 m3/m，压裂后形成了复杂裂缝网络，平均缝长为205 m，储层改造体积为1 987×104 m3，最高产气量达6×104 m3/d，实现了深部煤层气的高效开发。

关键词： 深部煤层气; 极限体积压裂; 裂缝网络; 组合支撑剂; 变黏滑溜水; 鄂尔多斯盆地

本文引用格式

杨帆 , 李斌 , 王昆剑 , 文恒 , 杨睿月 , 黄中伟 . 深部煤层气水平井大规模极限体积压裂技术——以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例[J]. 石油勘探与开发, 2024 , 51(2) : 389 -398 . DOI: 10.11698/PED.20230513

Abstract

Deep coal seams show low permeability, low elastic modulus, high Poisson's ratio, strong plasticity, high fracture initiation pressure, difficulty in fracture extension, and difficulty in proppants addition. We proposed the concept of large-scale stimulation by fracture network, balanced propagation and effective support of fracture network in fracturing design and developed the extreme massive hydraulic fracturing technique for deep coalbed methane (CBM) horizontal wells. This technique involves massive injection with high pumping rate + high-intensity proppant injection + perforation with equal apertures and limited flow + temporary plugging and diverting fractures + slick water with integrated variable viscosity + graded proppants with multiple sizes. The technique was applied in the pioneering test of a multi-stage fracturing horizontal well in deep CBM of Linxing Block, eastern margin of the Ordos Basin. The injection flow rate is 18 m3/min, proppant intensity is 2.1 m3/m, and fracturing fluid intensity is 16.5 m3/m. After fracturing, a complex fracture network was formed, with an average fracture length of 205 m. The stimulated reservoir volume was 1 987×104 m3, and the peak gas production rate reached 6.0×104 m3/d, which achieved efficient development of deep CBM.

Key words： deep coalbed methane; extreme massive hydraulic fracturing; fracture network; graded proppants; slick water with variable viscosity; Ordos Basin

0 引言

深部煤层气是中国未来非常规天然气勘探开发的重点领域，深煤层是二氧化碳地质埋存的潜在场所，具有广阔的开发前景[1⇓-3]。中国深部煤层气资源丰富，2 000 m以深地质资源量达40.71×1012 m3，可采资源量为10.01×1012 m3，主要集中分布于准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和吐哈—三塘湖盆地等[4-5]。实现深部煤层气商业化开采可增加清洁能源供应、减少温室气体排放、助力“双碳”目标的实现[6-7]。
早期受储层认识不清、钻完井成本高等因素影响，深部煤层气资源开发受到制约[8]。20世纪80年代，美国对Piceance盆地3口深度约1 707 m的煤层气井进行增产技术试验，其中两口直井分别采用氮气泡沫压裂和线性凝胶压裂液改造，证明通过增产技术可以实现深部煤层气的高效开发[9-10]。随后，加拿大、澳大利亚等国家均开展了深部煤层气开采试验[8]，基本形成了滑溜水压裂、CO2压裂、水平井多级压裂等深部煤层气开发技术[11-12]。20世纪90年代初，中国在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、沁水盆地等地区开展了深部煤层气勘探开发试验，延川南成为中国第1个实现商业开发的深部煤层气田[1]。由于深部煤层具有割理/裂隙发育、脆性指数高等适用体积缝网改造的有利条件，目前中国深部煤层气开发主要借鉴页岩气“高排量+强加砂+密切割”的大规模压裂技术。2021年中石油煤层气有限责任公司在鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块吉深6-7平01井首次成功完成深煤层大规模体积压裂，煤层埋深2 100 m，单级入井平均液量2 805 m3，单级平均加砂347.6 m3，平均日产气量6.0×104 m3，标志着中国深部煤层气开发取得了重大突破[5-6,13]。随后，中国多个煤层气主力区块相继开展了深部煤层气勘探开发有益探索。中国石化华东油气分公司在延川南深煤层实施“大排量、大砂量、大液量”的大规模极限连续加砂体积压裂工艺，压后平均单井日增产气1 800 m3[14]。中国石油新疆油田公司在准噶尔盆地白家海凸起彩探1H水平井采用“冻胶造长缝+细分密切割”压裂工艺，获取高产天然气流达5.7×104 m3/d[15]。尽管大规模压裂整体上取得了显著成效，但仍有部分井压后改造效果不理想，如大宁—吉县区块采用大规模体积压裂开发的10口深部煤层气丛式井中，4口井的单井日产气量小于5 000 m3[6]。
综上所述，深部煤层气开发实践表明采用大规模体积压裂工艺可以显著提升深部煤层气单井产量，但现有施工工艺及参数多基于中浅煤层或页岩气大规模压裂经验，亟需探索与深煤层地质条件相适应的工程技术方法。本文以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例，分析深煤层压裂改造技术难点，围绕缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化的压裂设计理念，提出大规模极限体积压裂技术，并将该技术应用于临兴区块首口深煤层水平井大规模极限体积压裂先导性试验，验证方法的可行性。

1 研究区概况

1.1 地质概况

临兴区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带北段，西邻神府气田，东靠吕梁山[16]。石炭系本溪组主力煤层（8#+9#）煤层气地质资源量为3 719.9×108 m3，占临兴区块1 000 m以深（4#、5#、8#、9#煤层）煤层气地质资源总量的80.4%。受沉积环境影响，8#、9#煤层在临兴区块分为两套独立煤层，埋深1 700~2 158 m，其中8#煤层厚度3~6 m，平均厚4.1 m；9#煤层厚度5~8 m，平均厚6.1 m。

1.2 煤层气储层特征

临兴区块煤岩吸附能力较弱，煤层兰氏体积整体偏低。受热演化程度高及储层高温的影响，8#煤层含气量14.0~24.9 m3/t，平均18.7 m3/t；9#煤层含气量7.2~18.6 m3/t，平均12.8 m3/t。8#煤层普遍含游离气，9#煤层不含或含少量游离气，多数井表现出返排即见气的特征。该区块埋深大于1 500 m的煤层含气饱和度跃升，普遍在80%以上，局部地区达到过饱和状态，有利于深部煤层气的勘探开发。临兴区块8#+9#煤层平均孔隙度为4.0%，含水性弱，渗透率为（0.005~0.120）×10−3 μm2，破裂压力当量密度为1.8~2.1 g/cm3，闭合压力梯度约0.025 27 MPa/m，储层垂向压力梯度约0.98 MPa/100 m。

1.3 煤岩特征

临兴区块发育光亮煤、半亮煤、半暗煤，灰分含量为11%~38%，平面分布不均匀，钻后显示8#+9#煤层灰分低、煤岩煤质较好。根据取心资料，临兴区块煤体地质强度指数平均值为57.4，整体发育较完整，以原生结构煤为主，局部少量层位发育碎裂煤。煤层Ro值为1.11%~1.46%，镜质组含量为35.0%~94.4%，整体符合中煤阶煤岩特征。根据煤的变质程度划分，该区块主要煤种为焦煤[16]。

1.4 岩石力学特征

根据伽马、密度、声波等测井资料对临兴区块煤层进行岩石力学参数分析，结果显示：8#+9#煤层弹性模量为8~15 GPa，泊松比为0.25~0.40，煤岩密度为1.35~1.75 g/cm3[17]，抗压强度为2~3 MPa，断裂韧性为0.10~0.35 MPa·m1/2，最小水平主应力为36~45 MPa，两向水平应力差为5~7 MPa，上下储隔层应力差为5~9 MPa。其中，较大的上下储隔层应力差对8#+9#煤层形成良好的遮挡作用。

2 大规模极限体积压裂技术思路

临兴区块深煤层压裂改造面临下列难点：①8#+9#煤层渗透性差，增产难度大，需要通过大规模压裂改造形成区域性缝网来充分释放产能。由于深煤层发育割理/裂隙，在大规模压裂过程中压裂液易激活割理，形成复杂的裂缝形态，导致主缝延伸困难，压裂液快速滤失、利用效率低[18]。②8#+9#煤层具有弹性模量较低、泊松比较高、塑性强的特征，一方面深煤层压裂裂缝扩展困难，有效改造范围受限，导致后期排采过程中煤粉易返出；另一方面，压后支撑剂易嵌入煤层，降低裂缝导流能力和压裂改造效果，难以长期稳产。③8#+9#煤层煤岩破裂压力高、裂缝扩展难度大、加砂困难且易砂堵，施工泵压高、液量砂量需求大。因此，对地面设备要求高，同时增加了施工成本。
针对上述改造难点，深部煤层气压裂设计理念由常规造主缝转变为造立体复杂缝网。围绕缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化的储层改造理念，本文提出以高排量大规模注入、高强度加砂、等孔径限流射孔、暂堵转向、一体化可变黏滑溜水、多粒径组合支撑剂为核心的大规模极限体积压裂技术。
缝网改造规模化：①以大排量（16~24 m3/min）、大液量（15~22 m3/m）、大砂量（200~500 m3/层）的压裂方式加大改造规模，提高施工净压力，增加主缝延伸距离，使裂缝充分扩展，形成复杂缝网，扩大改造范围，增加整体改造体积。②通过提高加砂强度（2.0~3.2 m3/m）增强缝网支撑效果和导流能力，改善储层渗透性，同时保证裂缝在压裂后不会迅速闭合，保持缝网的长期导流能力。③基于煤层割理/裂隙发育的特点，遵循“控近扩远”的原则，采用高黏滑溜水作为前置液造主缝、粉砂级支撑剂段塞打磨近井裂缝，控制近井裂缝复杂程度，强化主缝延伸，扩展远井裂缝网络，降低砂堵风险的同时实现大规模缝网体积压裂改造。
缝网扩展均衡化：①优化分段布簇参数，在保证裂缝均匀开启、均衡扩展的同时减少段数，降低单井成本，最大化压裂增产效果、整体采出程度和经济效益。②采用等孔径限流射孔技术，保持孔径一致，裂缝均衡起裂、延伸，优化射孔孔径，降低施工压力；限流射孔保证有效孔眼摩阻大于5 MPa，保证各簇裂缝的进液能力。结合大排量施工，降低多簇进液阻力差异，使得裂缝均匀起裂。③对于单段簇数较多的压裂段采用暂堵转向工艺，通过可溶性暂堵材料暂堵已充分改造的裂缝，实现段内转向，提高射孔有效性，避免过度改造或无效缝的产生，促进各簇均匀改造。
缝网支撑有效化：①基于目标区块岩屑酸溶蚀率结果，前置液阶段采用酸液溶蚀孔隙堵塞物与胶结物，在降低破裂压力的同时冲洗煤粉，避免煤粉在近井地带聚集从而阻碍支撑剂及压裂液的注入，实现缝网有效化支撑。②采用多粒径组合支撑剂和一体化变黏滑溜水实现全尺度裂缝支撑。通过在不同施工阶段采用不同粒径支撑剂，使其与各级裂缝尺度匹配，对主裂缝、分支裂缝、微裂缝分别进行有效充填，从而实现压裂缝网的有效支撑。③压裂液采用一体化变黏滑溜水，在线变黏且免混配，一方面采用“高黏开缝+高低黏交替扩缝+中黏携砂”的逆混合泵注方式提高缝内流动速度，使压裂液波及远端，另一方面可以实现各粒径支撑剂的有效输送，使各级裂缝得到有效支撑。

3 大规模极限体积压裂方案设计与参数优化

3.1 分段布簇与压裂规模协同优化

基于深煤层地质特征开展多参数敏感性分析，兼顾压裂增产效果、整体采出程度和经济效益，以获得最优的压裂规模和分段布簇参数。临兴区块深煤层水平井水平段长1 000 m，以8#煤层为例，首先在单井总压裂规模不变的条件下，优化单簇压裂规模（包括液量和砂量）；确定最优单簇压裂规模后，在压裂段数不变的条件下优化簇数，从而获得最优单井总压裂规模（总液量和总砂量）；最后，在单簇压裂规模、总压裂簇数、单井总压裂规模均确定后，根据适度密切割的原则对压裂段数进行优化。参数敏感性分析中，参数优化范围为：单簇液量261.9~1 571.4 m3，单簇砂量38.7~232.1 m3，总压裂簇数14~100，总压裂段数5~16。
本文选用Petrel平台地质建模和Mangrove压裂设计模块，以临兴区块8#、9#深煤层地质资料为参考，基于测井数据和测井解释成果建立深煤层地质模型，并在此基础上建立深煤层水力裂缝扩展模型。Mangrove水力压裂设计模块采用非常规裂缝模型进行计算，模拟基本参数如表1所示。非常规裂缝模型可实现对水力裂缝动态展布的准确预测，用于描述裂缝变形、缝高增长、压裂液流动、支撑剂运移和裂缝相互作用[19-20]。
表1 模型基本参数设置
参数 参数值 参数 参数值
垂深 1 830 m 断裂韧性 0.13~0.32 MPa•m1/2
厚度 5.5 m 最小水平主应力 40.4~44.6 MPa
气藏压力 18.3 MPa 水平两向应力差 5.5~6.7 MPa
孔隙度 2.7% 储隔层应力差 5~9 MPa
渗透率 0.15×10−3 μm2 水平段长度 1 000 m
弹性模量 8.2~14.2 GPa 施工排量 18 m3/min
泊松比 0.29~0.39

注：目标层位为8#煤层，压裂液类型为变黏滑溜水，支撑剂类型为组合粒径石英砂

3.1.1 单簇压裂规模优化

在单井总压裂规模相同的条件下（总液量22 000 m3，总砂量3 250 m3），对单簇压裂规模相关参数进行敏感性分析（见表2）。
表2 单簇压裂规模优化方案
方案
编号		 段
数		 单段
簇数		 总簇
数		 单段
液量/m3		 单段
砂量/m3		 单簇
液量/m3		 单簇
砂量/m3		 压裂总缝长/m
1 7 2 14 3 142.9 464.3 1 571.4 232.1 453.6
2 7 3 21 3 142.9 464.3 1 047.6 154.8 424.4
3 7 4 28 3 142.9 464.3 785.7 116.1 386.5
4 7 5 35 3 142.9 464.3 628.6 92.9 363.5
5 7 6 42 3 142.9 464.3 523.8 77.4 339.8
6 8 2 16 2 750.0 406.3 1 375.0 203.1 512.9
7 8 3 24 2 750.0 406.3 916.7 135.4 456.0
8 8 4 32 2 750.0 406.3 687.5 101.6 389.6
9 8 5 40 2 750.0 406.3 550.0 81.3 338.3
10 8 6 48 2 750.0 406.3 458.3 67.7 344.6
11 10 2 20 2 200.0 325.0 1 100.0 162.5 476.5
12 10 3 30 2 200.0 325.0 733.3 108.3 433.9
13 10 4 40 2 200.0 325.0 550.0 81.3 365.1
14 10 5 50 2 200.0 325.0 440.0 65.0 362.0
15 10 6 60 2 200.0 325.0 366.7 54.2 331.2
16 12 2 24 1 833.3 270.8 916.7 135.4 516.0
17 12 3 36 1 833.3 270.8 611.1 90.3 421.2
18 12 4 48 1 833.3 270.8 458.3 67.7 383.3
19 12 5 60 1 833.3 270.8 366.7 54.2 338.3
20 12 6 72 1 833.3 270.8 305.6 45.1 335.9
21 14 2 28 1 571.4 232.1 785.7 116.1 484.4
22 14 3 42 1 571.4 232.1 523.8 77.4 383.3
23 14 4 56 1 571.4 232.1 392.9 58.0 342.2
24 14 5 70 1 571.4 232.1 314.3 46.4 335.9
25 14 6 84 1 571.4 232.1 261.9 38.7 304.3
在压裂施工过程中，压裂裂缝长度主要受液量、地层性质（层间应力分布、滤失、弹性模量等）的影响，砂量主要影响裂缝的支撑缝长和导流能力。通过裂缝扩展数值模拟获取压裂缝网形态，结果表明，在单井总压裂规模相同的情况下，总簇数越多，裂缝条数越多，整体缝网的复杂程度越高；同时，单簇压裂规模越小，单簇改造范围越小，压裂缝网扩展形态随单簇压裂规模的减小由宽疏缝网逐渐转变为窄密缝网。然而，由于应力阴影的影响，当簇间距过小、段内簇数过多时，裂缝间诱导应力场互相干扰，抑制裂缝的起裂与扩展，导致改造范围减小。如图1所示，压裂总缝长整体上随单簇液量的增加而增加，直至500 m后趋于平稳。这是因为，单井总压裂规模不变的前提下，随着单簇压裂规模的增加，单段簇数与段数随之减少，水力裂缝和连通天然裂缝的数量均减少，导致压裂裂缝复杂程度降低；此外，由于深煤层塑性强，裂缝扩展阻力大，难以无限延长压裂裂缝，提高单簇压裂规模对增加缝长的贡献存在阈值，当单簇液量为628.6 m3时，拟合曲线斜率达到最大值0.23 m-2。最终，考虑模拟压裂总缝长与现场施工应用的成本，优化单簇压裂液量范围为440.0~628.6 m3，单簇压裂砂量为65.0~92.9 m3。
图1 不同单簇液量条件下压裂总缝长（k—斜率）

3.1.2 压裂簇数优化

最优单簇压裂规模确定后，在段数为10的条件下对簇数进行敏感性分析（见表3），单簇压裂规模相同时，单井总压裂规模随簇数增加而线性增加。通过裂缝扩展数值模拟对比各方案的缝网规模（包括裂缝总缝长和总面积）及压后产能，其中裂缝总面积随总簇数的增加而线性增加，压后产能随总簇数的增加而增加，且存在收益边际效应（见图2），即当总簇数大于等于50（即平均簇间距小于等于20 m）、总液量大于等于22 000 m3、总砂量大于等于3 250 m3时，增幅变小。因此，确定最优总簇数为50簇。
表3 压裂簇数优化方案
方案
编号		 段
数		 单段
簇数		 总簇
数		 单段液量/
m3		 单段砂量/
m3		 总液量/
m3		 总砂量/
m3
1 10 10 100 4 400 650 44 000 6 500
2 10 8 80 3 520 520 35 200 5 200
3 10 6 60 2 640 390 26 400 3 900
4 10 5 50 2 200 325 22 000 3 250
5 10 4 40 1 760 260 17 600 2 600
6 10 3 30 1 320 195 13 200 1 950
7 10 2 20 880 130 8 800 1 300
图2 不同压裂簇数条件下裂缝总面积和归一化产能（归一化产能为某方案压后产能与方案1压后产能的比值）

3.1.3 段数优化

单簇压裂规模、总压裂簇数、单井总压裂规模均优化后，对压裂段数进行敏感性分析（见表4）。通过裂缝扩展数值模拟对比各方案的缝网规模及压后产能。模拟结果如图3所示，当单井总压裂规模相同、总簇数相近的条件下，随着压裂段数的增加，裂缝总面积和总缝长均增加，表明“密切割”压裂改造的效果更好。当压裂段过长（即段数过少）时，段内簇数过多，由于储层非均质性较强，段内各簇裂缝的扩展差异较大，易产生压裂改造不均匀的现象，导致部分层段过度改造、部分层段欠改造，影响压后产能。压后产能随段数的增加而增加，且存在边际效应，即当段数为8~10、段长100~125 m、每段5~6簇时，效果最好；增加段数固然可以改善压裂效果，但对应的压裂费用也相应增加。因此，在水平段长1 000 m条件下，优化段数为10。
表4 压裂段数优化方案
方案
编号		 段
数		 单段
簇数		 总簇
数		 单段液量/
m3		 单段砂量/
m3		 总液量/
m3		 总砂量/
m3
1 16 3 48 1 375.0 203.1 22 000 3 250
2 12 4 48 1 833.3 270.8 22 000 3 250
3 10 5 50 2 200.0 325.0 22 000 3 250
4 8 6 48 2 750.0 406.3 22 000 3 250
5 6 8 48 3 666.7 541.7 22 000 3 250
6 5 10 50 4 400.0 650.0 22 000 3 250
图3 不同压裂段数条件下压裂缝网规模和归一化产能

3.2 压裂液体系优选

由于深煤层复杂的地质条件，冻胶、清洁压裂液、滑溜水等单一类型或黏度的压裂液难以同时满足增大改造体积和有效携砂的施工需求。为满足实际施工需求，临兴区块采用自主研发的一体化可变黏滑溜水压裂液体系，在施工过程中通过调整稠化剂浓度同步改变压裂液的黏度，达到免混配、在线变黏的目的。前置液阶段采用高黏度（20~40 mPa·s）滑溜水造优势主缝，起裂后形成较宽缝口，降低后续支撑剂向缝内运移的难度[21]。携砂液阶段初期注入低黏度（1~3 mPa·s）滑溜水，激活煤层割理/层理，形成复杂缝网，扩大裂缝波及体积[22]；当支撑剂由小粒径转换为中粒径时，滑溜水切换为中黏度（10~20 mPa·s），保障中粒径支撑剂携砂效果；携砂液末期采用大粒径支撑剂封口。最后，顶替液阶段采用低黏度滑溜水进行洗井。泵注过程中低黏度滑溜水占比7%~17%，中黏度滑溜水占比60%~80%，高黏度滑溜水占比5%~30%，各黏度滑溜水的比例可依据实际施工情况进行调整。目前，一体化变黏滑溜水压裂液体系在临兴区块已成功应用62井次，累计用液量达到14.5×104 m3，现场应用效果表明该体系在降低摩擦阻力、携砂稳定性、施工连续性等方面均能满足大规模极限体积压裂工艺改造的需求，可以扩大主缝体积、激活各级割理/裂隙，提升深煤层整体改造体积。

3.3 前置酸液预处理

前置液阶段先注入滑溜水造缝，然后将酸液泵入地层进行前置酸预处理，酸液沿裂缝流动并与煤层割理裂隙中的充填物、胶结物等成分发生溶蚀反应，改变储层矿物成分与胶结强度，降低岩石力学强度，同时酸液可净化储层污染带和射孔孔道，进而降低破裂压力与施工压力。此外，由于煤层中矿物分布的非均匀性，酸液溶蚀使得裂缝壁面呈现凹凸不平的起伏状态，壁面无法完全闭合，形成自支撑缝，有效提高裂缝导流能力。
前置酸预处理技术结合水力压裂的物理改造与酸化反应的化学改造，在鄂尔多斯盆地深煤层压裂中已得到广泛应用。目前，临兴区块前置酸液主要采用前置固体酸或盐酸，单段注入量分别为30，10 m3。由于固体酸（注入量30 m3）在现场应用效果较差，压降效果不明显，本文不加以考虑。现场试验结果显示，质量分数为15%的盐酸能够有效降低施工压力。该区块深煤层某水平井采用酸液预处理，完成注入酸液后8 min施工压力开始下降（3.4 MPa），第1段测试压裂（酸处理前）与主压裂阶段（酸处理后）对比，施工压力由74.9 MPa下降到61.9 MPa（见图4），其余各段均有明显压降显示，压降范围0.57~5.78 MPa。综上，本区块水平井优选15%盐酸、单段酸液用量10 m3，实际用量可根据现场施工需求进行调整。
图4 临兴区块深煤层某水平井前置酸处理前后压裂施工曲线

3.4 支撑剂体系优选

临兴区块8#+9#煤层最小水平主应力为36~45 MPa，井底流压10~15 MPa，有效应力为20~33 MPa，因此采用抗压强度为35 MPa的石英砂作为支撑剂可以满足现场施工要求。为了实现打磨降滤、全尺度裂缝支撑、近井筒通道高导流的目标，优选212/106 μm（70/140目）石英砂+425/212 μm（40/70目）石英砂+ 850/425 μm（20/40目）或600/300 μm（30/50目）石英砂组合。前置液阶段采用212/106 μm石英砂段塞打磨缝口、消除加砂障碍，降低滤失；携砂液阶段初期采用212/106 μm石英砂填充分支裂缝与微裂缝，主加砂阶段采用425/212 μm石英砂填充主裂缝，携砂液阶段末期尾追850/425 μm或600/300 μm石英砂封口，建立近井筒高导流通道并防止支撑剂回流（见图5）。
图5 多粒径组合支撑剂分布示意图
增加212/106 μm支撑剂的占比利于远端和分支裂缝的有效支撑，增大裂缝网络的总支撑面积；增加425/212 μm支撑剂的占比利于对中远端主裂缝形成有效支撑，增大裂缝网络的平均导流能力；增加850/425 μm或600/300 μm支撑剂的占比利于增大近井筒导流能力，强化裂缝和井筒的长期有效连通。通过不同粒径组合支撑剂铺置实验测试相应条件下的导流能力，优化各粒径支撑剂的用量，实验方案及结果如表5所示。实验结果表明：①当212/106 μm支撑剂占比40%~50%时，裂缝总支撑面积较大，继续增大小粒径支撑剂比例只能增加铺砂浓度而支撑面积不再增加，说明此时分支裂缝内的支撑剂接近饱和；②850/425 μm或600/300 μm支撑剂比例越大，平均导流能力越大，425/212 μm支撑剂比例对导流能力的影响次之。对于深部煤层气而言，裂缝网络的有效支撑面积对产能的影响程度更大，平均导流能力达到生产所需阈值即可。另外，考虑到8#+9#煤层塑性较强，支撑剂更容易嵌入，应适当提高大粒径石英砂占比。最终根据实验结果，850/425 μm或600/300 μm石英砂最优比例为10%~20%，可形成近井筒高导流通道，优化425/212 μm石英砂比例为30%~50%，可实现远端和分支裂缝的有效支撑。由于重力作用，支撑剂易在水平井水平段发生沉降，为提高支撑剂的流动能力，携砂液阶段末期通常优选600/300 μm石英砂。
表5 不同粒径支撑剂占比优化方案与结果
方案
编号		 212/106 μm
支撑剂
占比/%		 425/212 μm
支撑剂
占比/%		 850/425 μm
或600/300 μm
支撑剂占比/%		 归一化裂
缝总支撑
面积/%		 平均导
流能力/
(10−3 μm2·m)		 归一化
产能/
%
1 30 50 20 100.0 644.8 100.0
2 30 60 10 114.2 440.5 101.5
3 40 40 20 119.8 513.8 103.7
4 40 50 10 129.4 366.0 109.9
5 50 30 20 123.9 388.8 104.7
6 50 40 10 124.9 358.4 107.5
7 60 30 10 118.1 328.2 104.5

注：归一化裂缝总支撑面积为某方案裂缝总支撑面积与方案1裂缝总支撑面积的比值

3.5 加砂强度优选

深部煤层由于地应力与闭合应力增大，导致水力裂缝缝宽减小，支撑剂易破碎或嵌入，降低裂缝导流能力。因此，深部煤层气的有效开发需要复杂缝网具有长期导流能力[23]。提高加砂强度有利于支撑剂在裂缝中均匀铺置，使裂缝在整个生产周期内保持较高的导流能力，促进气体流动，同时减小支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力的影响[24]。现场已压裂直/定向井的试验结果显示，深煤层压裂的加砂强度与高峰稳产气量呈正相关关系，加砂强度越大，产气量越高（见图6）；因此针对直/定向井，在施工条件与成本允许的范围内应尽可能提高加砂强度。针对水平井，由前述优化结果可知，最优加砂强度为3.3 m3/m。但是，由于水平井段/簇间干扰等因素，需要结合实际储层物性条件、分段布簇参数、经济成本进行协同优化，目前现场正在开展不同加砂强度下的压裂试验，结合降本增效的需求，加砂强度由2 m3/m开始逐步提升，后续将结合现场试验效果对加砂强度进行进一步优选。
图6 区块内直井/定向井的加砂强度与产气量的关系

3.6 射孔方式优选

目前，采用常规多簇压裂的深煤层水平井普遍面临产量贡献率低的问题[25⇓-27]。另外，由于射孔枪受重力影响，水平井眼上部孔眼较小，下部孔眼较大，压裂液无法均匀注入地层。等孔径射孔技术通过安装扶正装置等方式使射孔枪在套管内保持居中，保证套管各相位孔径大小基本一致。该技术可以减小孔眼摩阻的差异性，从而降低压裂液在孔眼处的压力损失，减小近井地带由于流通路径的不规则造成的额外流动阻力，降低施工压力，同时使各射孔孔眼进液均匀，实现各簇均匀改造[28-29]。限流射孔技术通过减少各射孔簇的孔数，并针对不同层段设置射孔数量，结合大排量施工，提高射孔摩阻和井底施工压力，迫使压裂液分流，依次压开破裂压力相近的层段[30]。本文将以上两种射孔工艺结合，进一步改善段内各簇的压裂液进液分布，实现簇间裂缝均匀起裂、有序扩展。综合考虑深层压降需求，优化后的单段总射孔数小于等于50，射孔相位角为60°。

3.7 暂堵工艺

针对段内多簇压裂，一般当簇数大于4时，建议结合暂堵转向工艺进行施工。为了避免改造不均匀，可通过可溶性暂堵球或暂堵绳结封堵已压开的裂缝或与高渗带连通的炮眼，阻止后续压裂液进入原裂缝和高渗带，使得井底静压力升高，在高应力区开启新的裂缝，实现暂堵转向。作业结束后暂堵剂完全溶（降）解，使裂缝恢复导流能力。该工艺可以提高射孔有效性、优化缝网支撑剖面、促进各簇均匀改造。考虑射孔孔眼直径及加砂磨蚀的影响，临兴区块水平井采用19~22 mm复合粒径可溶暂堵球。设计封堵40%炮眼，同时考虑20%富余量，水平井设计单段暂堵球用量23~28颗，该用量可根据实际施工情况进行调整。

4 现场应用

将深部煤层气大规模极限体积压裂技术应用于临兴区块深煤层首口多级压裂水平井LXH井先导性试验。LXH井水平段长1 000 m，煤层钻遇率92.14%。采用光套管电缆泵送可溶桥塞-射孔联作分段压裂工艺，首段采用连续油管射孔。采用等孔径限流射孔技术，射孔孔径为12.3 mm，单簇射孔数为8~14。根据前述分段布簇优化结果，同时结合降本增效的目的，该井共分8段31簇，单段2~5簇，平均段长122 m，平均簇间距21.8 m。其中，第4，5，8段每段5簇，第6段4簇，由于这4段内应力差异较大，实施暂堵转向工艺，以促进各簇均匀改造，单段投入粒径为19~22 mm的可溶暂堵球26~28颗。前置酸采用15%盐酸，总用量为92 m3，其中第1，3，5，7段注入前置酸10 m3，第2，4，6，8段注入前置酸13 m3。压裂液采用一体化变黏滑溜水体系，平均降阻率达83%。采用“212/106 μm+425/212 μm+600/300 μm”石英砂组合支撑剂，整体施工压力平稳，未出现砂堵等井下复杂情况。现场根据施工情况调整滑溜水黏度，总砂量2 136.4 m3，总液量16 533.0 m3，砂液比12.9%，加砂强度2.1 m3/m，用液强度16.5 m3/m。LXH井平均施工压力54.2 MPa，平均停泵压力32.2 MPa，平均破裂压力66.0 MPa。
LXH井第1段压裂施工曲线如图7所示，高、中、低黏度滑溜水注入阶段、泵注时间及用量如表6所示。施工总加砂量110.16 m3，净液量1 167.3 m3，低黏、中黏、高黏滑溜水占比为29.0%，40.1%，30.9%。前置液比例34.8%，施工排量18 m3/min，平均砂比12.5%。前置酸液10 m3，加入3个低砂比（6%~8%）段塞，该段整体施工压力平稳，裂缝稳定扩展。地层破裂压力68.2 MPa，停泵36 min后测压降，套压由35.1 MPa降至26.5 MPa。
图7 LXH井第1段压裂施工曲线
表6 LXH井第1段压裂施工变黏滑溜水注入时间及用量
阶段 液体类型 泵注液量/
m3		 泵注时间/
min		 占总液量
比例/%
前置液 高黏滑溜水 268.7 14.9 23.5
携砂液阶段初期 低黏滑溜水 278.5 15.5 24.3
携砂液阶段中期 中黏滑溜水 459.1 25.5 40.1
携砂液阶段末期 高黏滑溜水 85.0 4.7 7.4
顶替液 低黏滑溜水 53.1 2.9 4.7
LXH井施工过程中采用微地震监测技术进行实时定位、实时分析，监测桥塞滑移、射孔、暂堵、裂缝扩展等。微地震事件的时序及能量属性显示LXH井压裂改造后形成了复杂裂缝网络，裂缝长度为97~289 m，平均缝长为205 m，支撑缝高20 m，储层改造总体积为1 987×104 m3（见图8a）。裂缝网络走向为北偏西28°，与最大主应力方向基本一致。当施工排量达到18 m3/min后，微地震事件大规模出现（见图8），因此迅速提高排量至最大有利于缝网扩展，证明“高排量大规模注入”有利于裂缝体积的显著提升。
图8 LXH井压裂改造及暂堵效果微地震监测结果
根据微地震事件空间位置，计算人工裂缝复杂度指数（F），该指数反映了微地震事件的分布密度，即人工缝网的复杂程度[31]，单一缝复杂度指数为1，网状缝复杂度指数为2。LXH井1—8段裂缝复杂度指数分别为2.00，2.02，2.12，2.10，2.17，2.01，1.96，1.84，说明LXH井每段均形成了较为复杂的人工缝网，其中第4段和第5段采用暂堵转向工艺后裂缝复杂度较高。此外，依据微地震监测动态数据，LXH井通过等孔径限流射孔和投球暂堵转向工艺，结合大排量施工，实现了8段31簇的均衡开启与改造，特别是第4段、第8段有明显的新裂缝开启显示（见图8b、图8e）。
LXH井于2022年9月19日开井返排，开井套压22 MPa，单相液阶段采用2~8 mm油嘴（逐级增大），8 mm油嘴点火可燃。返排4 d后见气，见气井口压力5.6 MPa。试气阶段继续增大油嘴尺寸（最大达25 mm），最高产气量为6×104 m3/d（见图9）。返排率为19.38%，氯离子质量浓度升至65 781 mg/L，初期依靠地层自然能量排采，采用速度管生产能够满足携液要求。同时，快速见气的现象也体现出深部煤层气具有“游离气+解吸气”的流动特征。目前，LXH井累计生产455 d，套压3.2 MPa，稳产期峰值产气量为17 815 m3/d，累计产气量603.52×104 m3，累计产水量4 663.05 m3。
图9 LXH井返排数据曲线图
LXH井见气时间短，见气后产液量少，峰值日产气量高，充分说明本文提出的水平井大规模极限体积压裂工艺具有良好的开发效果，以复杂缝网实现深煤层体积改造，通过压裂改造扩大缝控储量，有利于深部煤层气水平井高效开发。

5 结论

针对深部煤层气压裂改造难点，以扩大深煤层改造体积和缝控储量、促使各簇均匀改造、提升缝网支撑及导流能力为目标，提出了水平井大规模极限体积压裂技术。在临兴区块开展深煤层水平井大规模极限体积压裂现场先导性试验，选用等孔径限流射孔，射孔孔径为12.3 mm，单簇射孔数为8~14；优化水平井分段布簇参数为8段31簇，其中第4，5，6，8段实施暂堵工艺；前置酸采用质量分数为15%的盐酸，总用量为92 m3；采用一体化变黏滑溜水压裂液体系，总液量16 533.0 m3，平均降阻率达83%；优选212/106 μm、425/212 μm、600/300 μm组合支撑剂，压裂总砂量2 136.4 m3，砂液比12.9%，加砂强度2.1 m3/m。微地震监测结果显示压后形成了复杂裂缝网络，平均缝长为205 m，储层改造体积为1 987×104 m3，最高产气量达6.0×104 m3/d，实现了鄂尔多斯盆地深部煤层气的高效开发，证明深煤层可压性良好、开发潜力巨大，改变了业界对深部煤层气开发“深度禁区”的认识。

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